一起避雷器擊穿事故分析

柯遠舉，趙 憲，向繼勇

（國網湖南省電力公司湘潭供電公司，湖南 湘潭 411100）

0 引言

金屬氧化物避雷器（MOA）是用于保護輸變電設備絕緣免受過電壓危害的重要電器，具有響應快、伏安特性平坦、性能穩定、通流容量大、殘壓低、壽命長、結構簡單等優點，廣泛應用于發電、輸電、變電、配電等系統中。根據其外套類型可分為復合外套型和瓷外套型，其中，復合外套金屬氧化物避雷器是用硅橡膠復合材料做外套，和傳統的瓷外套避雷器相比，具有尺寸小、重量輕、結構堅固、耐污性強、防爆性能好等優點。受制造工藝和運行狀況等因素影響，避雷器出現故障的概率相對較高。最常見的避雷器故障是閥片受潮劣化，甚至發生擊穿。紅外測溫檢測技術是一項可以有效檢測并發現避雷器整體發熱或局部發熱的帶電檢測技術，目前已廣泛應用于電力系統中，其中溫度和相應的熱像特征對判斷避雷器是否存在缺陷具有很強的指導意義。

1 故障分析

1.1 紅外測溫

2016-11-26 ，對湘潭地區某110 kV變電站110 kV間隔508避雷器進行紅外測溫，檢測結果如圖1所示。經軟件處理分析得，避雷器A相與C相最高溫度均為8.8℃，判定為正常相；B相最高溫度為9.3℃，相間溫差為0.5℃，B相避雷器本身無明顯局部溫差，上下部基本保持一致。根據DL/T 664—2016《帶電設備紅外診斷應用規范》，氧化鋅避雷器溫差達0.5～1℃時，診斷為電壓致熱性缺陷，而電壓致熱型缺陷一般定為嚴重及以上的缺陷，鑒于該避雷器溫差已達到0.5℃，對該變電站508避雷器采取縮短紅外測溫周期，加強跟蹤檢測的處理方案。

2017-01-11 ，對該站508避雷器再次進行紅外測溫技術診斷，如圖2所示。其中，R1、R2、R3區域分別對應A相、B相、C相避雷器上部。避雷器A相與C相上部最高溫度均為14.7℃，判定為正常相；B相上部最高溫度為14.9℃，相間溫差僅為0.2℃，但是，對比B相避雷器本體上部與下部，出現了較為明顯的局部發熱現象，上部與下部的溫差為0.4℃。

2017-01-17 T22∶20∶00 該站 508 避雷器 B 相發生單相接地故障，保護動作跳閘。經檢查發現，508避雷器B相本體連同在線監測儀已經擊穿。

圖1 508避雷器第1次紅外測溫圖譜

圖2 508避雷器第2次紅外測溫圖譜

1.2 停電檢查

508 B相避雷器外觀如圖3所示，避雷器瓷套完好，但表面因避雷器本身強烈放電產生的熱量造成表面覆蓋了一層白色粉末狀的物質。

圖3 508 B相避雷器外觀

508避雷器上下兩端有明顯燒損變黑的現象，因其熱效應造成防爆膜已經完全燒毀，頂蓋和底蓋鐵板嚴重變形，具體如圖4所示。

用絕緣電阻表1 000 V檔測量該避雷器的絕緣電阻，數值顯示為0，表明該避雷器整體已被擊穿。

圖4 508 B相避雷器燒損情況

為了進一步檢查避雷器內部情況，對避雷器進行解體檢查分析，發現該避雷器下端法蘭處邊緣有明顯的生銹的跡象，為潮氣侵入受潮所致，如圖5所示。

圖5 避雷器下法蘭處底蓋貼合處存在銹蝕

取出避雷器閥片發現其已經嚴重燒損，出現開裂碎化的情況，如圖6所示。

圖6 嚴重受損的氧化鋅閥片

對閥片進行了仔細的檢查，如圖7所示。因為高強度放電，產生的熱量導致閥片燒損嚴重，內部的鋁片和氧化鋅閥片融為一體，表面已經碳化且氧化鋅閥片幾乎都已損壞。

仔細觀察氧化鋅閥片，發現部分閥片上存在潮氣浸過的痕跡，存在發霉發綠的物質，如圖8和圖9所示。

圖7 氧化鋅閥片的檢查

圖8 氧化鋅閥片受潮痕跡

圖9 閥片上存在綠色的物質

1.3 診斷分析

設備發生故障前連續數日陰雨，經過解體檢查分析判斷，該避雷器損壞是由于水汽從底座進入避雷器內部，造成底座下法蘭金屬銹蝕，閥片逐漸受潮劣化，從而使避雷器逐漸失去承受高電壓的能力。未發生擊穿事故前，避雷器由于下部受潮較嚴重，導致下部閥片絕緣電阻降低，在電壓作用下，上下部產生了不一致的熱場，也就是局部溫度偏高。當承受過電壓時，避雷器產生的熱效應造成了避雷器內部元器件受損，最終導致單相接地故障。

結合紅外測溫，可以發現，該避雷器受潮后，紅外圖譜相比正常狀態下，主要存在兩個差別，相間溫差大和局部溫差大。第1次進行紅外測溫時，相間溫差為0.5℃，表現為整體溫度偏高，無明顯局部發熱；第2次進行紅外測溫時，相間溫差為0.2℃，整體發熱不明顯，但局部發熱較明顯，上下部溫差達0.4℃。

2 探討

2.1 溫度

收集兩次紅外測溫圖譜數據及檢測環境情況進行對比分析，詳見表1。

表1 兩次檢測數據對比

第1次進行紅外測溫檢測時，B相表現為整體發熱，最高溫度9.3℃，A、C相整體最高溫度均為8.8℃，溫差0.5℃，B相本體無明顯局部溫差；第2次進行紅外測溫檢測時，B相表現為局部發熱，此時相間溫差僅為0.2℃，但上下部溫差達0.4℃。

從事后現場解體檢查結果來看，無論是第1次整體發熱，相間溫差0.5℃，還是第2次局部溫差0.4℃，該避雷器B相確實已經存在缺陷。另外，事故發生后，在現場還對A、C相避雷器進行了絕緣電阻測試和直流試驗，試驗結果如表2所示，表中，直流試驗測試電壓為直流電流取1 mA時的測試結果，直流試驗測試電流為0.75倍測試電壓下的泄漏電流。A、C相試驗數據合格，為正常相，因此相間溫差真實有效且可以用作診斷。

表2 508避雷器A、C相試驗數據

關于第2次相間溫差不明顯，局部溫差反而明顯，則可以根據兩次檢測環境的不同來解釋。第1次紅外測溫時天氣陰，環境溫度8℃，環境相對濕度56%；第2次紅外測溫時天氣陰，環境溫度3℃，環境相對濕度78%，很明顯第2次檢測時環境相對濕度更大，同時，據了解該變電站附近2 km內有水泥廠，預測現場污穢度為d級（重）。因為氧化鋅避雷器自身的阻性電流比較小，當外表面泄漏的電流因為濕度、污穢等原因增大時，會使測量結果產生一定的誤差，即第2次紅外檢測時相間溫差0.2℃實際是受到干擾的、不準確的。與此同時，發現局部溫差在第2次檢測時更接近真實地反映了避雷器的實際情況。

2.2 熱像特征

從紅外圖譜分析，外部熱像特征主要體現為避雷器整體或局部發熱。由停電解體檢查結果看，故障主要原因為閥片受潮或老化，事實上多數避雷器受潮均是從底部開始的，閥片受潮后導致閥片之間電壓分擔不均，上部電壓較下部高，承擔電壓高的閥片產生的熱量更多，利用紅外測溫儀從外部來看，正常為整體輕微發熱，較熱點一般靠近上部且不均勻，多節組合從上到下各節溫度遞減，引起整體發熱或局部發熱為異常。

3 結語

在避雷器紅外診斷過程中，首先考慮相間溫差是否達到或超過0.5～1℃的標準，當通過相間溫差無法做出判斷時，局部溫差也可作為參考值，即對避雷器本身的上、下部溫度進行對比，達到或超過0.4℃時應引起注意，必要時，應有效結合避雷器阻性電流，高頻電流等帶電檢測技術進行綜合診斷。